亏损面缩小仍在50%左右，煤电企业困局如何破解

北纬38度线以北的地区，煤炭资源越丰富的地区煤电企业亏损越严重。这个夏天，新疆的用电负荷再创历史新高，但煤电企业的经营状况并未明显好转。乌鲁木齐一家煤电企业负责人表示，作为当地重要的电源和热源之一，该企业从1958年建设以来，首次连续3年亏损。“大唐在甘肃的煤电厂破产并不意外”，新疆的煤电企业生存同样堪忧。 这并非个例。事实上，近年来我国煤电行业日子并不好过，今年情况有所好转，但亏损面依然高达50%左右。专家认为，这是电力市场过剩、新能源竞争冲击、高煤价低电价“两头挤压”等多种因素叠加、长期综合作用的结果。 煤电该如何破局发展?业内人士认为，在构建清洁低碳、安全高效能源体系的大格局下，煤电的战略定位将逐步转向“基荷电源与调节电源并重”，未来应进一步严控增量、优化存量，提高灵活性。同时，国家有关部门及地方政府在政策配套上予以保障，例如推进电价的市场化、建立辅助服务补偿机制等。 近半亏损 行业陷发展困局 对于在某大型发电集团摸爬滚打十几年的李峰而言，煤电业绩下滑的速度之快超出了预期。“值得注意的是，北纬38度线以北的地区，煤电企业基本全是亏损的，煤炭资源越丰富的地区亏损越严重。”李峰指着地图告诉《经济参考报》记者，其所在的发电集团旗下有数个电厂负债率超过200%。 2008年至2011年，煤电迎来历史上首次行业性亏损，五大发电集团火电板块累计亏损高达921亿元。2012年之后，情况开始好转，2015年五大发电集团火电利润高达882亿元，但一年之后，就“腰斩”降至367亿元。2017年火电亏损达132亿元，除国家能源集团外，四大发电集团均亏损，行业亏损面在60%。2018年全国煤电企业仍有半数左右深陷亏损泥淖，今年上半年略有减缓。 与此相伴的是，发电集团的资产负债率长期高位运行，尽管比2008年85%的高点有所下降，2018年仍接近78%，巨额财务费用严重侵蚀当期利润。 中国华电集团有限公司副总法律顾问陈宗法近期撰文指出，目前云贵川、东北、青海、河南等区域的煤电企业整体亏损，一些煤电企业资不抵债，依靠集团担保、委贷维持生存，有的甚至被关停、破产，少数电力上市公司业绩难以好转，面临被ST、退市的风险。 半年内大唐旗下两家子公司破产无疑是典型代表。今年6月27日晚，大唐国际发电股份有限公司公告称，由于控股子公司甘肃大唐国际连城发电有限责任公司无力支付到期款项(约1644.34万元)，向甘肃省永登县人民法院申请破产清算。截至2019年5月31日，其资产负债率约298.5%，2019年累计净利润约-0.92亿元。 而在2018年12月，大唐发电控股子公司大唐保定华源热电有限责任公司也遭遇了破产清算。截至2018年11月30日，该公司资产负债率约191.12%，净利润约-0.88亿元。 其他几大发电集团也面临着同样的情况。华电新疆公司2015年以来，陆续关停了5台累计37.5万千瓦的火电机组。据公司内部人士介绍，2016年是新疆火电的低谷期，发电小时数创历年新低，此后公司火电板块一直处于亏损状态。 自2017年至今，宁夏煤电企业也是连续3年亏损。数据显示，2017年宁夏统调火电企业亏损近24亿元，2018年亏损18.5亿元，截至今年上半年，亏损2.4亿元。 青海煤电企业的日子同样难过。据了解，目前青海全省共有10台累计装机为316万千瓦的火电机组，分属5家企业，但在运的仅有一台。西北能监局日前发布的监管报告显示，青海火电企业资产负债率接近90%，且处于连年亏损困境。大通电厂资产负债率98.7%，唐湖、宁北两座电厂负债率超过100%。 电力过剩叠加新能源竞争 业内人士认为，煤电深陷亏损泥淖的原因之一是供需结构的失衡。不断放缓的全社会用电需求无法支撑高速增长的发电装机容量，火电产能过剩压力不断加大。此外，近年来新能源发电成本快速下降，市场竞争力显著增强，挤压了煤电企业的生存空间。 自2002年电力体制改革以来，我国发电装机容量持续高速增长，“十二五”期间年均新增电力装机约1亿千瓦。截至2015年11月底，全国6000千瓦及以上电厂发电设备容量突破14亿千瓦，其中火电装机容量接近10亿千瓦。 反观用电需求，“十二五”以来，我国全社会用电量增长告别两位数，连下台阶，2015年增速仅为0.5%，创下1978年以来的最低水平。 在此情况下，火电产能过剩压力加大，利用小时数也是一路下滑，2016年降至4165小时，创半个世纪以来的最低水平。 当年4月份，国家发改委和国家能源局连发四份文件“急刹车”，专门召开促进煤电有序发电电视电话会议，不仅要求淘汰落后的煤电产能，而且建立了风险预警机制，煤电新项目的规划、核准建设都要放缓。 在过去的三年中，我国淘汰关停落后煤电机组2000万千瓦以上，煤电装机增速有所放缓，2018年全年有4119万千瓦的新增火电投产，总容量首次突破了11亿千瓦。 同期，绿色能源发展步伐明显加快，风电、光伏呈现出“井喷”态势。截至2018年底，装机分别达到1.9亿和1.7亿千瓦。每年的新增电源中，风电、光伏占到总装机的一半以上。 不过，电力需求市场却没有相应的增长速度，2016年、2017年、2018年全社会用电量增速分别为5%、6.6%、8.5%。今年以来有所回落，前7月增速为4.6%。 我国发电装机结构不断优化的同时，局部地区电力供需失衡愈发明显。以新疆为例，目前全疆电力装机总量近8700万千瓦，但最高负荷还不到3000万千瓦。 “现在发电市场只有这么大，新能源要优先消纳，煤电就没什么空间了，在白天光照好或者风力大的时候只能有一部分负荷在运行。”某大型发电集团人士表示，近年来，新能源发电成本快速下降，平价上网提前来临，市场竞争力显著增强，挤压了煤电企业的生存空间。 据了解，2018年全国火电平均利用小时数4361小时，比国家发展改革委核定火电标杆上网电价的利用小时数5000小时还要低，远低于火电机组设定的标准利用小时数5300-5500小时。当年全国31个省市高于4361小时仅有13个，高于5000小时的仅有4个。全国煤电机组平均利用率已下降到50%左右，大量机组处于停备状态。 煤炭富集区也多是新能源大省，煤电疲软的情况更为突出。以青海为例，西北能监局统计数据显示，2018年该省火电企业平均利用小时数仅为3313小时，较2015年大降46.4%。 随着可再生能源配额制等政策落地实施，未来竞争态势将进一步加剧。中国电力企业联合会数据显示，今年上半年我国核电、风电、太阳能和水电发电量都有两位数增长幅度，但火电发电量同比仅增长了0.2个百分点。火电利用小时数同比下降60小时至2066小时，其中，煤电同比下降57小时至2127小时。 高煤价低电价“两头挤压” 在利用小时数低位徘徊、发电量难以保障的同时，煤电企业的电价也是一降再降。中国电力企业联合会专职副理事长兼秘书长于崇德表示，2015年以来，两次下调全国煤电上网标杆电价，相当于全国煤电行业让利2000亿元。 据统计，2013年以来，煤电标杆电价共经历了4次下调、1次上调，每千瓦时净下调6.34分，并取消各地低于标杆电价的优惠电价、特殊电价。 随着2015年新一轮电力体制改革的推进和发用电计划的大幅放开，全面竞价时代已经拉开大幕，发电企业首当其冲。为了获取发电指标，煤电企业市场交易电量越来越多，电价也不断降低，幅度一般超过30%。而且，北方地区火电厂很大一部分是热电联产，多年维持不变的热价压减了企业的利润空间。 据内部人士介绍，华电新疆公司火电机组平均电价由2015年的0.258元/千瓦时下降至2018年的0.228元/千瓦时，降幅11.63%。市场电量占比从2015年的37.82%提高至2018年的65.52%，而市场化电价的平均电价为0.172元/千瓦时。 宁夏区内煤电企业的负荷约为一半，“即便电厂举步维艰，也要积极参与市场竞争给用户让利，否则就可能面临没电可发的局面，势必进入恶性循环。”有企业人士称。 此外，煤电企业还面临着环保电价执行不到位的问题。新疆多名煤电企业负责人介绍，火电厂近年来投入了大量环保技改资金，包括完成脱硫、脱硝、除尘改造以及超低排放改造等。但自2016年6月起，脱硝及除尘电价均未兑现，给企业现金流造成了巨大的压力。而从长远看，煤电碳排放成本增加将是未来的新挑战。 雪上加霜的是，电价受挤压，占整个发电成本70%的煤价却一路看涨。从2016年开始，煤价大幅反弹，呈现“厂”字形趋势，2018年煤电企业电煤采购成本同比增加500亿元左右。 2016年6月1日，作为煤市风向标的环渤海动力煤价格指数为每吨390元，到2017年年底达到577元。从2018年到目前为止，一直在每吨570元-580元震荡。 “我们入厂标煤价格从2015年的每吨201.21元上涨至2018年的265.12元，涨幅31.77%。”华电新疆公司内部人士介绍说。 《经济参考报》记者了解到，目前，宁夏电厂普遍面临煤炭“质次、价高、量少”的状态。按照目前的电煤价格，宁夏电厂的发电成本与上网电价倒挂每千瓦时0.03-0.04元，由于煤炭紧缺，电厂也会掺烧低热值劣质煤，既增加了煤耗，也磨损机器影响机组安全稳定运行，还增加了灰渣处理量。 “煤价是放开的、高度市场化的，但电价不是，煤电价格联动机制作用有限。煤炭产地上网电价普遍较低，很多地方政府还希望打造电价洼地来吸引产业，煤电企业成本倒挂，陷入发电就亏损的局面。”李峰称。 不仅如此，对于西部地区来说，火电企业电费结算承兑汇票占比高，承担了较大的贴息资金和金融风险。据多家火电企业反映，电力公司结算的购电费中承兑汇票占比达60%以上，且多为非国有银行的一年期大额承兑汇票，但在支付煤款时，要么拒收、要么贴息加价，变相增加了电煤采购成本，增加了电厂财务费用。 由于长期亏损，区内大多数煤电企业资产负债率很高，致使金融机构对其实施了降低信用等级、减贷、断贷等策略，更加剧了煤电企业资金链断裂的风险。 重新定位综合施策 近期，政府部门、研究机构和能源企业纷纷启动编制能源、电力“十四五”规划的调研准备工作。中长期如何重新调整煤电定位、实现破局发展，是当前政府、市场、行业和企业需要共同探讨的焦点问题。 数据显示，目前煤电仍然是我国电力、电量的主体之一，2018年我国电力装机达到19亿千瓦，其中，煤电装机10.1亿千瓦，占比53%;发电量4.45万亿千瓦时，占比64%。 陈宗法认为，清洁低碳是未来能源的发展方向，能源清洁转型是国际化大趋势。我国煤电的战略定位，将逐步由“主体电源、基础地位、支撑作用”转向“基荷电源与调节电源并重”，为全额消纳清洁能源调峰、保障电力安全供应兜底。 电力规划设计总院发布的《中国电力发展报告2018》也指出，现代能源体系赋予传统能源新定位。传统电源一直是支撑我国电力系统安全稳定运行的“压舱石”，未来将继续发挥电力支撑基础作用，强化能源电力安全供应的托底保障作用。 业内人士认为，目前煤电仍存在结构性过剩问题，下一步要继续深化供给侧改革，主动淘汰落后产能，升级改造激活存量，同时严控增量，慎“铺新摊子”，实现电力市场供需的再平衡。 据《经济参考报》记者了解，目前某些地区有上马新煤电项目的冲动。国家能源局原局长张国宝表示，历时3年多的严控煤电产能一旦有所“松绑”，可能会再次出现煤电建设潮，导致新一轮电力产能过剩。 华北电力大学经济与管理学院教授袁家海认为，煤电效益下滑是在总体产能过剩背景下，叠加环保标准严格、能源转型和新能源替代的中长期结构性问题。建议严控煤电增量、优化煤电存量，同时随着可再生能源快速发展，我国应配套释放相应的煤电灵活性调节能力。此外，完善配套市场机制，构建合理的价格机制，健全完善差异化补偿机制，引导各类煤电找准定位，充分发挥各类存量煤电机组系统价值，以高质量的煤电发展推动绿色低碳能源转型。 陈宗法也认为，煤电企业要继续内强管理，外拓市场，通过科技进步、资本运作以等待转机外，还需要国家有关部门及地方政府根据煤电新的战略定位，针对市场化改革过渡期、能源转型期，调整、完善旧的政策，出台新的有效政策。例如，保留环保电价并执行到位，探索建立两部制电价和容量市场;减少政府对市场交易的定向限制、价格干预，形成市场定价机制等。 目前地方已经在做一些探索。“通过探索开展新能源与火电配额制打捆交易，拉动区内用电负荷，一方面弥补了煤价上涨、发电成本倒挂的问题，另一方面也促进了新能源的消纳。”宁夏自治区发改委经济运行调节处处长崔海山说，自启动电力辅助服务市场以来，区内深调补偿电量共3.7亿千瓦时，火电企业获得补偿资金2.1亿元。 中国电力企业联合会呼吁高度关注近期火电厂破产清算问题，建议尽快研究出台容量电价，建立容量市场和辅助服务市场，进一步理顺煤电价格形成机制，调动火电灵活性改造运行积极性，提高电网顶峰发电能力。同时，加强电煤中长期合同监管确保履约，完善价格条款，明确年度长协定价机制，严禁以月度长协、外购长协等捆绑年度长协变相涨价;保持进口煤政策连续性，引导市场合理预期，控制电煤价格在合理区间，缓解煤电企业经营困境。此外，适度增加对火电企业的信贷支持力度，确保落实存量接续，避免火电企业亏损面持续扩大。